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Como construir un modelo petrofísico,
del poro al perfil
Agosto 2020
Claudio Naides
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Agenda
INTRODUCCION
OBJETIVO - WORKFLOW
INFORMACION ADQUIRIDA
ESCALAS E INTEGRACION
DEFINICION PROPIEDADES PETROFISICAS
EJEMPLOS
CONCLUSIONES
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Introducción
Que es un Modelo
El concepto de modelo se define como un esquema teórico, generalmente en forma matemática, de un sistema o de una realidad compleja, que se elabora para facilitar su comprensión y el estudio del comportamiento.
Modelo Petrofísico
Un Modelo Petrofísico de un reservorio, es la determinación de cada una de las características particulares que permiten definir los distintos tipos de reservorios con sus propiedades de almacenamiento, fluidos y capacidades productivas distintivas. Es un proceso multidisciplinario de generación, interpretación, calibración e integración de la información geológica y de ingeniería.
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Introducción
Modelo Petrofísico
Esta información tiene diferentes orígenes y escalas de análisis, que va desde la escala del poro hasta información de menor resolución, donde el perfil de pozo es el elemento integrador donde se deberán cuantificar estas propiedades para construir el modelo final.
Se deberán también identificar las posibles incertidumbres, desde la adquisición del dato hasta la interpretación misma, para conocer sus incertidumbres y representarlas en el modelo final.
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Objetivo Inmediato
Objetivo Mediato
Estrategia de la adquisición de datos en función del uso inmediato (terminación) y/ó mediato (caracterización de reservorio).
Objetivo
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Objetivo: inmediato
Interpretar el Pozo para identificar los reservoriospotenciales y definir su terminación.
Evaluar Porosidad, Saturaciones y Permeabilidad.
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Petróleo Original
in situ (POIS) N =A * Hu *φ * (1-Sw)
Bo
Gas Original
in situ (GOIS) N =A * Hu * φ * (1-Sw)
Bg
A=Area Hu= Espesor útilPhi= PorosidadSw= Saturación de AguaBo= Factor de Volumen para petróleoBg= Factor de Volumen para gas.
Objetivo: mediato
Modelo de Permeabilidad para evaluar la capacidad productiva de un reservorio.
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Flujograma
Información
Disponible
Datos Directos Datos Indirectos
Geología Petrofísica
Facies RCAL (Phi-K)
Perfiles de Pozo
Modelo Porosidad-Permeabilidad
SCAL (PcHg-IR-FF-Kr,etc
Interpretación (VCL-Phi-Sw)Parámetros de Archie
Litologías
Ajuste Corona Perfil (Phi)
Swi - Rock Types
Ajuste Corona Perfil (Sw – Permeabilidad)
Modelo Final Pozos
Selección de cut offs y cálculos volumétricos
Facies con Imágenes de Pozo
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Flujograma
Determinar los pozos claves (key wells) para calibrar el modelopetrofísico, estos se seleccionaran en función a su información y a sudistribución areal.
POZOS CLAVES
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Adquisición de la Información:
Datos Directos: Datos de Pozo
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Adquisición de la Información:
Datos Directos: Datos de Pozo
Cutting
Cromatografía
Testigos Laterales/Rotados
CoronaEstudios Geológicos
Estudios Geoquímicos
Estudios Geomecánicos
Estudios PetrofísicosAnálisis de Petrofísica Básica (RCAL)
Análisis de Petrofísica Especial (SCAL)
Estudios Especiales
Sedimentología
Fracturas
Facies
TOC
Reflectancia de la Vitrinita
Pirólisis
Scracht Test-UCS-Young y Poisson
Litologías
Cromatografía
Geoquímica
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Adquisición de la Información:
Datos Indirectos: Perfiles de Pozo
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Adquisición de la Información:
Datos Indirectos: Perfiles de Pozo
Eléctricos Acústicos Nucleares Evaluadores de
Formación
Conductivo
Resistivo
Microresitivo
Dieléctrico
1- Registro Open Hole (OH)2- Registro Cased Hole (CH)3- Registro Logging while Drilling (LWD )
VSP
Sónico
Sónico Onda
Completa
Imagen
Gamma Ray
Densidad
Neutrón
Resonancia
Magnética
Perfil
Litogeoquímico
Fm Tester
Modular Fm
Tester
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Fuente:
Carlos Torres Verdín
Adquisición de la Información:
Datos Indirectos: Perfiles de Pozo
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Escalas de Información adquirida
y estudiada
1 m 103 10610-310-6
Estudios de
Cuenca
Superficies
Sísmicas
VSP
Geología
Geofísica
Ingeniería
de Reservorios
Petrofísica
Perforación y
Completación
Perfiles de
Pozo
Ensayos de
Presión
Ensayos de
Pozos
Descripción geológica
TR - Corona
DRX – FRX
CD-CT Scan
RCAL - SCAL
Análisis de imagenes
SEM-FIB SEM-CT Scan
Escalas de medición y resolución relativa de estudios de caracterización
Modificado de:
Jackson and Tomutsa, 1991
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Porosidad = Volumen de poros
Volumen total de la muestra
Φ = V poros
V muestra
Vm
Vp
Matriz m
Poro
1 - φ
φ
Porosidad
Intergranular Intragranular
Vugular-MóldicaFractura
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Tipos de Porosidad en Shales
1 – Porosidad en la fracción no arcillosa.
2 – Porosidad en la fracción arcillosa.
3 – Porosidad del kerógeno.
kerógeno
Matriz Inorgánica:arcillosa yno arcillosa
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Permeabilidad
Tight
Baja K
Moderada K
Alta K
Shale
Co
nven
cio
nal
No C
on
ven
cio
nal
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La saturación de una formación es la fracción de su
volumen poroso que ocupa el líquido considerado.
Si en los poros de una roca solo existe agua, en ese caso
se considera que dicha formación tiene Sw=100 %.
En una formación, la Sw nunca va a llegar a cero, siempre
va a tener una fracción de agua capilar, que es la Swi.
La saturación puede ser obtenida a partir de ensayos sobre
coronas y a través de perfiles de pozo.
Saturación
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Ejemplos – Casos de estudios
MODELO PRETROFISICO PREDICTIVO APLICANDO EL CONCEPTO DE
UNIDADES HIDRAULICAS DE FLUJO
MODELO PRETROFISICO PREDICTIVO APLICANDO EL CONCEPTO DE UNIDADES HIDRAULICAS DE FLUJOEN LA FORMACION SPRINGHILL,EN
UN AREA DE LA CUENCA AUSTRAL,
ARGENTINA J. Lauri, J. Traverso, C. Naides. V Congreso de Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos 2002 IAPG.
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Litofacies
-
Correlación K-PHI
0.0001
0.001
0.01
0.1
1
10
100
1000
10000
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18
PHICOR_nobp %
KG
CO
R_n
ob
p m
D
Motivación
-
UNIDADES DE FLUJO
Correlación K-PHI - SCI Campo Indio
0.0001
0.001
0.01
0.1
1
10
100
1000
10000
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18
PHICOR_nobp %
KG
CO
R_
no
bp
mD
UFLU 1
UFLU 2
UFLU 3
UFLU 4
UFLU 5
UFLU 6
UFLU 7
ZONA RESERVORIO
K =
1014 (FZImedio)2
3
(1 - )2 (6)
Tam
año d
e G
rano
Cre
c. Sec. Cuarz
o
Crec. Sec. Cuarzo & Arcillas Arc
illa
s
Gla
uconita
Modelo de Permeabilidad
-
D T
R H O B
N P H I
Cap as de En trad a
Cap as O cu ltas
Cap a d e S a l id a
F ZI _ S
V C L
S F L
Metodología de extrapolación
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Pozo de Entrenamiento
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Pozo de Extensión
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CARACTERIZACIÓN PETROFÍSICA DE UN RESERVORIO CLÁSTICO
INTEGRANDO INFORMACIÓN DE CORONAS Y PERFILES
Ejemplos – Casos de estudios
Análisis de Facies del Miembro Troncoso en la Zona de Rincón de Los Sauces, Neuquén, Argentina. C. Naides, M. Barrionuevo. V Congreso de
Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos 2002 IAPG.
CARACTERIZACIÓN PETROFÍSICA DEL MIEMBRO TRONCOSO INFERIOR EN EL YACIMIENTO PUESTO HERNÁNDEZ, NEUQUÉN, ARGENTINA. A.
Krittian, C. Naides. VI Congreso de Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos 2005 IAPG.
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CORONAS
AFLORAMIENTOS
IMAGEN DE POZO
PERFILES
Se reconocen estructuras
diagnósticas de facies eólicas y fluviales.
Se identifican estructuras
y patrones de dip que
definen facies eólicas y
fluviales en imágenes.
Con Perfiles seleccionados (PEF-DEN-NGS) se
infieren las facies identificadas previamente a
través de un “análisis discriminante no paramétrico.
Se caracteriza cada facies petrofísicamente.
Flujograma del Modelo de Facies
-
Descripción de Facies con
Corona y Perfil de Imagen Pozo
PH-1236 MiembroTroncoso
0 0.5 1
933.0
935.5
938.0
940.5
943.1
945.6
948.1
950.6
953.1
955.6
958.1
960.7
963.2
965.7
968.2
970.7
973.2
975.7
978.3
DE
PT
H
Facies Estimadas con PEF-
DEN-NGS Pozo PH-1236
Miembro Troncoso
0 0.5 1
933.0
935.5
938.0
940.5
943.1
945.6
948.1
950.6
953.1
955.6
958.1
960.7
963.2
965.7
968.2
970.7
973.2
975.7
978.3
DE
PT
HAnhidrita
Duna
Duna
Interduna
Húmeda
Anhidrita
Duna
Duna
Interduna
Húmeda
Fluvial
Efímero
Fluvial
Efímero
Entrenamiento
Modelo de Facies con perfiles
Fluvial
Efímero
Descripción de Facies con
Perfil de Imagen Pozo PH-1336
Miembro Troncoso
0 0.5 1
806.0
808.6
811.2
813.8
816.4
819.0
821.6
824.2
826.8
829.4
832.0
834.5
837.1
839.7
842.3
844.9
847.5
850.1
852.7
DE
PTH
Facies Estimadas con PEF-
DEN-NGS Pozo PH-1336
Miembro Troncoso
0 0.5 1
806.0
808.6
811.2
813.8
816.4
819.0
821.6
824.2
826.8
829.4
832.0
834.5
837.1
839.7
842.3
844.9
847.5
850.1
852.7
DE
PTH
Test
Anhidrita
Duna
Interduna
Húmeda
Fluvial
Efímero
Anhidrita
Duna
Interduna
Húmeda
Fluvial
Efímero
-
Corte E-W
Corte N-S
Distribución de Facies
-
PETROFÍSICACOMPORTAMIENTO
PRODUCTIVO
FACIES
PETROFACIES
Interpretación y
reinterpretación
automática de perfiles
- Salinidad del agua de Fm
- Modelo de Phi y Sw
-Swi-Sor
-Valores de corte
Modelo de
Permeabilidad
NUEVA CARACTERIZACIÓN
PETROFÍSICA DEL MIEMBRO
TRONCOSO INFERIOR
Flujograma Modelo Petrofísico
-
Unidades de flujo
0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
1
0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0Capacidad de almacenamiento
Cap
acid
ad
de f
lujo Duna Superior
Inter duna
Duna inferior
Fluvial
Interduna Húmeda + Interduna seca
(Gunter et. al., 1997)
DUNA
INTERDUNA
FLUVIAL
DUNA
DUNA
DUNA
FLUVIAL
FLUVIAL
INTERDUNA
INTERDUNA
Petrofacies
-
DISTRIBUCION DE TAMAÑOS DE GARGANTAS PORALES
CAPA H
0.01
0.1
1
10
100
1000
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
Saturación de Fase Mojante (% V.P.)
Diá
met
ro d
e ga
rgan
ta p
oral
(mic
rone
s)
1-5-32
1-11-11
1-9-19
1-6-30
Swi (Pc) = 0.215
Swi (Krel) = 0.26
10
15
20
25
30
35
40
0.10 1.00 10.00
Muestra 1-6-30
Raiz K/Phi
Datos de Krel
Datos de Pc (Hg)
Ley Swi/ . Ajustada con Krel*/ PhiK
*/ PhiK
10
15
20
25
30
35
40
0.10 1.00 10.00
Muestra 1-6-30
Raiz K/Phi
Ley Swi/ . Sin ajustar
Datos de Krel
Datos de Pc (Hg)
*/ PhiK
*/ PhiK
Modelo de Swi
-
UNA SOLA LEY KPHI
10md 100md
DUNA
INTERDUNA
FLUVIAL
TRES LEYES KPHI
10md 100md
Modelo de Permeabilidad
-
CUT OFF Porosidad PH-0439, PH-0471, PH-0529 y PH-0429
0
20
40
60
80
100
120
140
160
0 0,05 0,1 0,15 0,2 0,25 0,3
PHI
PH
I A
cu
mu
lad
a
PHI: 10,1
Fig. 25: determinación de cut off mediante porosidades interpretadas de perfil
CUT OFF Porosidad PH-0439, PH-0471, PH-0529 y PH-0429
0
20
40
60
80
100
120
140
160
0 0,05 0,1 0,15 0,2 0,25 0,3
PHI
PH
I A
cu
mu
lad
a
PHI: 10,1
CUT OFF Porosidad PH-0439, PH-0471, PH-0529 y PH-0429
0
20
40
60
80
100
120
140
160
0 0,05 0,1 0,15 0,2 0,25 0,3
PHI
PH
I A
cu
mu
lad
a
PHI: 10,1
Fig. 25: determinación de cut off mediante porosidades interpretadas de perfil
%sum(K*H) / K
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
0,01 0,10 1,00 10,00 100,00 1000,00
K
%s
um
(k
*H
)
K Mínima = 0,5 mD
K Media = 0,6 mD
K Máxima = 0,8 mD
% Sum (K*H)/K
%Sum
(K*H
K
%sum(phi*H)/K
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
0,01 0,10 1,00 10,00 100,00 1000,00K
%s
um
(p
hi*
H)
% Sum (phi*H) Mín = 10
% Sum (phi*H) Med= 12
% Sum (phi*H) Máx= 13
K Mínima = 0,5 mD
K Media = 0,6 mD
K Máxima = 0,8 mD
% Sum (phi*H)/K
%Sum
(phi*
H
K
%sum(phi*H) / phi
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
0 5 10 15 20 25Phi
%su
m(p
hi*
H)
% Sum (phi*H) Mín = 10
% Sum (phi*H) Med= 12
% Sum (phi*H) Máx= 13
Cut Off Porosidad
Phi Mín = 9,7 %
Phi Med = 10,2 %
Phi Máx = 10,4 %
% Sum (phi*H)/phi
Phi
%Sum
(phi*
H
Método Scribner - EngineerValores de corte (cut off)
-
Perfiles normalizados
Operaciones (Calculo de Sw y Phi, cálculo de K, cálculo de Swi y Sor)
BASES DE DATOS (rw, rmf, temp, etc.)
Correlación
Petrofacies
Power Batch Perfiles Interpretados
Modelo Petrofísico en todos los pozos
-
Metodología tradicional
1
Metodología Utilizada
1
- Porosidad, Saturación, Permeabilidad, Swi y Sor
- 3 Petrofacies
- 600 Pozos
Modelo Petrofísico en todos los pozos
-
SPE 121313
Petrophysical Analysis Method to Identify "Sweet Spots" in Tight Reservoirs: Case Study from Punta Rosada Formation in Neuquen Basin, Argentina
C. Naides.
ANALISIS PETROFISICO PARA IDENTIFICAR SWEET SPOTS EN UN
RESERVORIO TIGHT GAS
-
Adquisición y Control de calidad de los datos
Interpretar propiedades petrofísicas: Porosidad y Saturación
Determinar espesores de arenas totales
Determinar Indice de volumen de gas
Determinar Rock TypesIdentificar Sweet Spots
Flujo de Trabajo
-
Propiedades Petrofísicas
-
Net Sand Pay (NSP)
-
Gas Index Volume (GIV)
-
Net Reservoir (Hk)
-
DISTIBUCION DE TAMAÑOS DE GARGANTAS
PORALES
0
5
10
15
0.001 0.01 0.1 1 10 100 1000
Diámetro de garganta poral (micrones)
Po
rce
nta
je d
e v
olu
me
n p
ora
l
inva
did
o
Distribución de Bines (3780 mts.)
0
0.5
1
1.5
2
2.5
3
3.5
4
4.5
5
0.1 1 10 100
DISTIBUCION DE TAMAÑOS DE GARGANTAS
PORALES
0
5
10
15
0.001 0.01 0.1 1 10 100 1000
Diámetro de garganta poral (micrones)
Po
rce
nta
je d
e v
olu
me
n p
ora
l
inva
did
o
Distribución de Bines
0
1
1
2
2
3
3
4
4
5
5
0.1 1 10 100
Rock Types
-
Pzados Pta Rosada RT 1
0
0.5
1
1.5
2
2.5
3
3.5
4
4.5
5
0.1 1 10 100
RT 1RT 3 No reservorio
Pzados Pta Rosada RT 2
0
0.5
1
1.5
2
2.5
3
3.5
4
4.5
5
0.1 1 10 100
RT 2RT 3 No reservorio
Rock Types
-
(Hk nrm + RT 1nrm + RT 2 nrm – RT 3 nrm + GIV nrm)
SSI = Sweet Spot IndexHk nrm = Thickness normalized of Net Reservoir RT 1 nrm = Normalized Rock Type 1RT 2 nrm = Normalized Rock Type 2RT 3 nrm = Normalized Rock Type 3GIV nrm = Normalized Gas Index
5SSI =
Interval Qg Mm3 % PLT Hk nrm %RT1
nrm
%RT2
nrm
%RT3
nrm
Gas Index Vol.
nrm
MiddlePR 10 3.8 0.73 0 0.63 0.63 0.67
MiddlePR 3.5 1.3 0.26 0 0.525 0.73 0.86
MiddlePR 5 1.9 0.16 0.68 0.40 0.37 0.60
MiddlePR 7.5 2.9 0.48 0.10 0.93 0.29 1
MiddlePR 17.5 6.7 0.18 0 0.75 0.52 0.79
MiddlePR 7.5 2.9 0.40 0.32 0 1 0.68
MiddlePR 12.5 4.8 0.45 0 1 0.29 0.755
MiddlePR 7.5 2.9 0.73 0 0.45 0.80 0.745
MiddlePR 51 19.4 0.225 0.79 0.58 135 0.85
MiddlePR 11.5 4.4 0.39 0.13 0.52 0.65 0.76
MiddlePR 30 11.4 0.31 1 0.17 0.37 0.79
MiddlePR 31.5 12 0.40 0 0.66 0.61 0.89
LowerPR 54 20.6 0.585 0.60 0.26 0.56 0.86
LowerPR 2 0.8 1 0.17 0.55 0.59 0.54
LowerPR 3 1.1 0.53 0 0.33 0.91 0.73
LowerPR 7 2.7 0.58 0.20 0.77 0.37 0.95
Sweet Spots (SSI- Sweet Spot Index)
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1- Sweet Spot (SSI) Area3- Good SSI Area &Low Gas Production
2- Bad SSI Area &Low Gas Production
Sweet Spots (SSI- Sweet Spot Index)
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Conclusiones
La definición de los objetivos, en función del estado del campo es importante para la estrategia de toma de datos. En otras palabras fase exploratoria, de delimitación, desarrollo o gerenciamiento se deberán tener programas de adquisición acordes para cada uno de ellos.
Definir los estudios de Laboratorio (Geología, Petrofísicos, Geoquímicos, Geomecánicos) en la escala necesaria y en el orden correspondiente para lograr la mejor caracterización.
Integrar toda la información (cuali y cuantitativa) para el modelo petrofísico inicial.
Generar un modelo predictivo con el ajuste Roca-Perfil a partir de los “key wells” y extrapolar al resto de los pozos para poder lograr el modelo petrofísico con menor incertidumbre.
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Agradecimientos
Agradezco a la comisión de la SPE Argentina, por la invitación y a Pampa Energía por permitirme presentar hoy en este Webinar.